tiểu luận Quy trình công nghệ khai thác dầu khí

1.

Quy trình công nghệ khai thác dầu khí
Một hệ thống khai thác dầu khí cơ bản bao gồm: vỉa chứa, giếng khai thác, hệ thống
thu gom và xử lý dầu khí, và đường ống xuất bán sản phẩm dầu khí.

Hình 1.1. Sơ đồ tổng thể hệ thống khai thác dầu khí
Giếng khai thác tiếp nhận dầu khí từ vỉa chứa sản phẩm thông qua phần mở vỉa,
đồng thời là đường ống dẫn chất lưu lên bề mặt cũng như cung cấp chức năng điều chỉnh
sản lượng khai thác chất lưu của giếng. Đường ống thu gom có nhiệm vụ tập hợp dòng
sản phẩm từ các giếng khai thác và dẫn tới bình tách để tách riêng nước, khí và dầu phục
vụ cho xử lý đạt yêu cầu sản phẩm dầu khí thương mại. Máy bơm, máy nén được sử dụng
để vận chuyển dầu khí tới điểm tiếp nhận thông qua hệ thống đường ống xuất bán. Tính
chất lưu biến của dầu và khí thay đổi theo nhiệt độ, áp suất trong suốt quá trình chảy từ
vỉa vào giếng cũng như qua hàng loạt các thiết bị thu gom, xử lý.
1.1. Vỉa dầu khí
Trên cơ sở các điều kiện về năng lượng nội tại và ngoại biên hỗ trợ cho quá trình
khai thác, các vỉa dầu có thể được phân chia thành các loại: vỉa có hỗ trợ năng lượng
nước biên; vỉa có hỗ trợ năng lượng mũ khí; vỉa có hỗ trợ năng lượng khí hòa tan; và kết
hợp của nhiều dạng năng lượng


Hình 1.2 Vỉa chứa dầu khí và các dạng hỗ trợ năng lượng.
1.2. Giếng khai thác
Các giếng khai thác được khoan thẳng đứng hoặc nghiêng định hướng tới vỉa sản
phẩm. Đầu giếng là phần thiết bị bề mặt được lắp đặt ngay bên dưới van chủ đạo, và là
nơi cố định đầu của các ống chống và đầu ống nâng. Toàn bộ cụm thiết bị đầu giếng đều
được đặt lên cột ống chống dẫn hướng, do vậy cột ống này luôn chịu nén và thường được
trám xi măng tới bề mặt. Cột ống nâng được thả bên trong cột ống chống khai thác với
một được treo ngay trên đầu cột ống chống khai thác, đầu còn lại được cố định bởi packer
ở phía đáy giếng.

1.2.1. Thiết bị lòng giếng
Có nhiệm vụ cách ly và điều khiển dòng sản phẩm đi theo hướng nhất định, thực
hiện các quy trình công nghệ cần thiết trong quá trình khai thác nhờ kỹ thuật cáp tời mà
không cần dập giếng, tiến hành công việc khảo sát giếng trong khi giếng đang hoạt động.
Các thiết bị lòng giếng tính từ đáy ống khai thác trở lên bao gồm:
a. Phễu định hướng
Ống hình côn, miệng quay xuống đáy giếng, gắn ở đáy cột ống nâng có nhiệm vụ
hướng các thiết bị đo thả bẳng tời đi qua đáy cột ống nâng trong quá trình khảo sát hay
sửa chữa giếng một cách dễ dàng không bị vướng. Ngoài ra phễu còn có khả năng tạo
dòng xoáy giúp đưa nước và cát lên bề mặt kịp thời.
b.
Thiết bị định vị


Có nhiệm vụ định vị, cách ly và khóa giữ ác thiết bị chuyên dụng (van cắt, van an
toàn giếng sâu …) điều khiển dòng tùy theo các yêu cầu kỹ thuật khác.
c.
Ống đục lỗ
Đoạn ống dài khoảng 300 – 500 mm, không nhỏ hơn đường kính trong của ống khai
thác và được đục lỗ 10 mm với tổng tiết diện các lỗ lớn hơn tiết diện ngang của ống khai
thác. Ống này cho phép dòng sản phẩm chảy liên tục vào ống khai thác trong khi tiết
hành các thao tác khảo sát giếng bằng kỹ thuật cáp tời.
d.
Van cắt
Là một nút chặn tạm thời thường được đặt dưới paker thủy lực có chức năng tạo
vùng kín tạm thời nhằm mục đích mở packer, thiết bị bù trừ và đưa chúng vào làm việc.
e. Packer
Thiết bị cách ly vùng không gian vành xuyến giữa cột ống khai thác và ống chống
khai thác, nhằm bảo vệ ống chống khai thác; kiểm soát áp suât và điều khiển dòng sản
phẩm; tiết kiệm và duy trì năng lượng khai thác; đáp ứng yêu cầu của các phương pháp

khai thác cơ học.
f.
Van tuần hoàn
Van này có nhiệm vụ tạo dòng tuần hoàn tạm thời giữ vùng không gian ngoài và
trong cột ống khai thác mà không cần tháo thiết bị đầu miệng hay cột ống nâng trong các
thao tác gọi dòng, bơm hóa chất, dập giếng hay tiến hành sữa giếng. Có thể thả nhiều van
tuần hoàn trong một giếng khai thác và các van này hoạt động theo thứ tự có chọn lọc.
g.
Thiết bị bù trừ
Dùng để bù trừ sự thay đổi độ dài của ống khai thác dưới tác động của nhiệt độ, áp
suất và trọng lượng chính bản thân cột ống khai thác.
h.
Túi hông
Là một dạng đặc biệt của thiết bị định vị, gắn phía ngoài cột ống khai thác dùng để
đặt van điều khiển, van tuần hoàn, van bơm ép hóa chất, van tiết lưu hay van gaslift khởi
động mà không ảnh hưởng đến tiết diện của ống khai thác và cho phép các thiết bị thả
bằng cáp tời có thể qua lại một cách dể dàng.
i.
Van an toàn giếng sâu
Dùng để đóng giếng ngăn dòng sản phẩm phun lên bề mặt khi có sự cố trong hệ
thống khai thác. Van này có thể làm việc ở chế độ tự động hoặc điều khiển từ bề mặt.
1.2.2. Thiết bị miệng giếng
Tùy thuộc và điều kiện địa chất và đặc tính vỉa mà cấu trúc giếng khác nhau, thông
thường đựa chia ra làm ba bộ phận sau:


Hình 1.3. Sơ đồ đầu giếng khoan cùng với cây thông khai thác
a. Đầu treo ống chống
Là phần thiết bị bề mặt được lắp đặt ngay bên dưới van chính, là nơi cố định đầu
của các ống chống và đầu ống nâng. Tùy thuộc vào chương trình chống ống khi khoan

giếng, một vài đầu cột ống chống được lắp đặt ngay sau khi trám xi măng. Đầu ống
chống được cấu tạo hình côn bên trong để giữ nêm treo cả cột ống chống. Dùng để làm
kín khoảng không ngoài ống chống, treo ống khai thác và là bệ đặt của cây thông khai
thác. Những yêu cầu trong cấu trúc của đầu ống chống là:

Đảm bảo độ kín khoảng không ngoài ống chống

Kiểm tra được áp suất của các tất cả khoảng không ngoài ống chống

Treo được nhiều loại ống chống khác nhau đối với một loại đầu ống
chống
b. Đầu ống khai thác
Bộ đầu treo đầu ống khai thác nằm ngay bên dưới cây thông và được nối với đường
ống dập giếng và đường tuần hoàn nghịch. Tất cả các đầu ống chống đều được lắp áp kế
hiển thị áp suất trong khoảng không vành xuyến giữa các cột ống. Có các chức nắng sau:

Treo cột ống khai thác

Làm kín và cho phép kiểm tra áp suất ngoài cần

Gọi dòng, dập giếng và khai thác giếng …

Điều chỉnh chế độ làm việc của giếng và khảo sát giếng


c. Cây thông khai thác
Cụm thiết bị khai thác được lắp đặt ngay bên trên thiết bị đầu giếng được gọi là cây
thông và được sử dụng để kiểm soát dòng chảy sản phẩm của giếng. Cây thông được kết
nối với đầu cột ống nâng thông qua một thiết bị nhỏ đặc biệt. Van chính được lắp ngay
bên dưới đường ống dẫn sản phẩm. Ngoài ra, cây thông còn được trang bị các van nhánh,

van đỉnh để dễ dàng điều chỉnh dòng hoặc đóng giếng khi cần thiết. Một áp kế thường
được lắp trên đỉnh của cây thông để báo áp suất bên trong cột ống nâng. Các áp kế khác
được lắp đặt cùng với các van nhánh để kiểm soát dòng chảy chất lưu.
Trong tất cả các giếng đang hoạt động, lưu lượng chất lưu được điểu chỉnh bởi các
van điều dòng (choke) lắp tại mỗi nhánh khai thác. Van điều dòng tạo đối áp cho toàn bộ
thiết bị lòng giếng cũng như điều chỉnh giảm áp đáy giếng tránh làm hỏng vỉa. Với giếng
khai thác khí, van điều dòng còn có tác dụng làm giảm ngưng tụ khí hoặc thành tạo
hydrat khí trong ống nâng. Vận hành cụm thiết bị đầu giếng khai thác cần có quy chế
đóng và mở cụ thể. Trước khi mở van điều tiết phải tiến hành kiểm tra toàn bộ thiết bị
khai thác trên bề mặt, đặc biệt là van an toàn, các đầu nối, thiết bị trao đổi nhiệt, nhằm
đảm bảo dòng chất lưu chảy thông suốt qua hệ thống thu gom xử lý. Ngoài ra, các thùng
chứa, bể chứa cũng cần phải sẵn sàng và đảm bảo đủ cho lần mở giếng.
1.3. Thu gom và xử lý dầu khí
Thu gom dầu khí là quá trình vận chuyển sản phẩm khai thác theo đường ống từ các
giếng đến các điểm thu gom trung tâm. Thu gom dầu thô tại mỏ có thể nhờ áp lực miệng
giếng, chênh lệch địa hình giữa đầu vào và đầu ra của đường ống hoặc dùng máy bơm.
Quy trình thu gom dầu khí phải được tiến hành đồng thời với việc đo lưu lượng từng
giếng nhằm hiệu chỉnh các thông số thiết kế khai thác giếng, kiểm tra và điều chỉnh khai
thác toàn bộ mỏ.
Quy trình xử lý để nhận được dầu thương phẩm được gọi là xử lý dầu thô. Xử lý
dầu thô bao gồm các quá trình tách khí, ổn định dầu, tách nước, tách muối, làm sạch nước
thải khỏi dầu bị nhũ tương hóa và các tạp chất cơ học. Xử lý dầu khí tại mỏ là công việc
cần thiết nhằm làm giảm chi phí vận chuyển, giảm sự ăn mòn các thiết bị và hệ thống vận
chuyển dầu khí.


Hình 1.4. Sơ đồ nguyên lý thu gom và xử lý khai thác ngoài khơi
1.3.1. Bình tách
a. Bình tách test
Dùng để tách lưu lượng từ một hay nhiều giếng để phân tích và đo lưu lượng một

cách chi tiết. Bằng cách này, có thế xác định chất lượng chất lưu trong điều kiện dòng
chảy áp suất khác nhau. Giai đoạn này thường diễn ra khi giếng bắt đầu được đưa vào
khai thác và sau đó đều đặn, thường là một đến hai tháng. Bộ phần này cũng có thể được
sử dụng để sản xuất khí đốt để phát điện.
b. Bình tách khai thác
Dòng chảy dầu khí là dòng đa pha luôn có lưu lượng lớn, chảy rối, dãn nở mạnh,
đôi khi có tham gia của hơi nước, nước và lẫn cả cát. Tách dòng chất lưu thành những
dòng đơn pha thì qua nhiều giai đoạn và áp suất thường giảm trong nhiều giai đoạn.
Thông thường sẽ trải qua ba giai đoạn để tách riêng biệt các thành phần đó, mục đích là
thu được lưởng lỏng tối đa và ổn định dầu và khí, tách loại bỏ nước.   Trong thực tế có 3


loại bình tách được phân loại thành: bình tách đứng; bình tách ngang; và bình tách hình
cầu.

Hình 1.5. Sơ đồ nguyên lý tách ba pha nằm ngang
1.3.2. Xử lý khí và nén
Xử lý khí trải qua một số giai
đoạn, mỗi giai đoạn lấy khí từ một
mức áp suất thích hợp trong bình
tách khai thác, và từ những giai
đoạn trước đó. Một giai đoạn điển
hình được hiển thị bên hình 1.6, khí
sẽ được làm lạnh lần đầu thông qua
bộ trao đổi nhiệt. Sau đó nó đi qua
máy sàn để loại bỏ chất lỏng và cuối
cùng đi vào máy nén để nén khí.
Bao gồm các thành phần:
a. Bộ trao đổi nhiệt
Để máy nén hoạt động hiệu quả thì nhiệt độ khí cần phải thấp. Nhiệt độ càng thấp

thì năng lượng ít tiêu hao, tuy nhiên dòng chất lưu từ giếng lên thì nhiệt độ khá là nóng
nên ta cần phải làm mát dòng khí. Có hai loại trao đổi nhiệt là dạng tấm và dạng ống. Các
chất lỏng làm mát thường là nước tinh thiết, ức chế ăn mòn. Khi thiết kế bộ trao đổi nhiệt
thì cần phải chú trọng đến cân bằng năng lượng nhiệt.
b. Máy sàn và máy nghiền
Khi tách chất lưu hay qua trao đổi nhiệt thì có tích tụ các hạt lỏng, cần loại bỏ nó
trước khi đưa vào máy nén, nếu không chúng sẽ làm mòn các thiết bị trong máy nén. Máy
sàn và máy nghiền sẽ loại bỏ các hạt lỏng này thông qua việc glycol hấp thụ. Glycol đã
xử lý được bơm từ bể chứa, nó chảy từ mức này đến mức khác so với dòng khí khi nó


tràn qua các mép của mỗi cái bẫy. Sau khi hấp thụ các chất lỏng xong thì chúng ta sẽ tái
chế glycol để tiếp tục quá trình bằng cách loại bỏ chất lỏng hấp thụ theo sơ đồ bên dưới.

Hình 1.6. Tái chế glycol
c. Máy nén
Máy nén được sử dụng trong nhiều giai đoạn của quá trình khai thác dầu khí, từ lúc
khai thác đến các nhà máy khí, đường ống, và các nhà máy hóa dầu.   Máy nén được sử
dụng để cung cấp khí với áp lực cao cho vận chuyển bằng đường ống hoặc cho khí nâng.
Có hai dạng máy nén được sử dụng trong vận chuyển khí: máy nén dạng piston và máy
nén dạng ly tâm.
1.4. Vận chuyển dầu khí
Sau khi được xử lý tách dầu khí và nước, sản phẩm thương mại sẽ được vận chuyển
tới tàng trữ hoặc xuất bán bán. Các loại bơm dạng piston hoặc máy nén khí được sử dụng
tương ứng cho dầu và khí để cung cấp năng lượng cơ học cần thiết để đẩy dầu và khí qua
đường ống.
Đường ống dẫn dầu, khí hoặc các sản phẩm của công nghiệp dầu khí có tầm quan
trọng đặc biệt trong khai thác dầu khí từ thu gom cho tới phân phối. So với các phương
tiện vận chuyển như tàu biển, đường ống có ưu thế đặc biệt do vận chuyển ổn định, liên
tục với khối lượng lớn đi quãng đường xa với giá thành thấp. Vận chuyển dầu khí bằng

đường ống có tính linh hoạt rất cao và có khả năng vượt qua những phức tạp của địa hình
cũng như khắc nhiệt về môi trường xung quanh. Trong hệ thống thiết bị khai thác dầu khí
ngoài biển, đường ống nội bộ mỏ có nhiệm vụ kết nối các giàn đầu giếng với giàn hoặc
tàu xử lý trung tâm. Đường ống xuất bán sẽ dẫn dầu tới tầu chứa và dẫn khí về bờ và tới
hộ tiêu thụ.
2. Hiện tượng lắng đọng paraffin
2.1. Khái niệm về dầu paraffin


Dầu parafin là hỗn hợp các hydrocacbon dạng rắn ở điều kiện bình thường. Lắng
đọng parafin rắn là một hỗn hợp gồm các tinh thể parafin và một số chất khác. Trong hỗn
hợp thường parafin chiếm 10 đến 75%, asphalt 2 đến 5%, hắc ín 10 đến 30%, tạp chất cơ
học 1 đến 5%.
Theo tiêu chuẩn ROCT 912-66 dầu nhiều paraffin được phân loại dựa vào hàm
lượng các paraffin cao trong phân tử này. Khi hàm lượng lớn hơn 6% trọng lượng của dầu
gọi là dầu nhiều paraffin.
2.2. Sự lắng động của paraffin
Các lớp lắng đọng paraffin là hỗn hợp carbonhydro rắn với các chất nhựa asphalten,
chất keo có hàm lượng phân tử cao, nước và cặn cơ học. Tỷ lệ các thành phần của
paraffin lắng đọng thay đổi diện rộng, tùy thuộc vào thành phần dầu và vị trí lấy mẫu.
Khi nhiệt độ dầu giảm, trước hết lượng carbonhydro trơ (khó nóng chảy, khả năng
hòa tan kém) sẽ tách ra khỏi dầu. Bởi vậy phần chính các lớp paraffin lắng đọng bao gồm
paraffin khó nóng chảy cùng với hỗn hợp chất keo, nhựa và chất thơm. Càng xa miệng
giếng hàm lượng paraffin rắn trong thành phần paraffin lắng đọng càng giảm, lượng
carbonhyđro lỏng càng tăng.
Như vậy nhiệt độ nóng chảy của paraffin rắn nói riêng và hỗn hợp paraffin lắng
đọng nói chung sẽ giảm đi. Lớp paraffin lắng đọng sẽ gắn chặt vào thành ống có thành
phần hạt nhỏ, mật độ cao và chứa một lượng carbonhyđro rắn lớn hơn lớp ngoài có dạng
thô hơn. Điều này chứng tỏ rằng, trong quá trình tích tụ các lớp paraffin những hạt tinh
thể paraffin nhỏ nhất liên kết nhau, gắn chặt nhau và đẩy pha lỏng như: chất nhựa, chất

thơm nằm giữa chúng ra ngoài.
2.3. Điều kiện tạo lớp lắng động paraffin
Có ba yếu tố tạo điều kiện hình thành các lớp lắng đọng paraffin:

Yếu tố nhiệt độ: Sự tồn tại trong dầu những hạt rắn paraffin tách ra từ
trạng thái hòa tan khi dầu bị nguội.

Yếu tố khí: Dòng chảy trong đường ống có lẫn khí tự do

Yếu tố độ nhớt: độ nhớt của dầu
Ngoài ra do trạng thái bên trong của thành ống có độ nhám lớn, không nhẵn bóng
làm tăng hệ số ma sát dẫn đến mất năng dọc đường, kéo theo tổn hao áp suất bơm chuyển
tăng. Khi áp suất giảm nhanh và giảm đến một giá trị nào đó thì khí bắt đầu tách ra khỏi
hỗn hơp. Khi đó trạng thái của hệ mất công bằng về nhiệt động học làm cho các tinh thể
paraffin có điều kiện hình thành.
Bên cạnh đó, nhiệt độ kết tinh của tinh loại paraffin của mỗi loại dầu khác nhau, ở
mỗi mỏ dầu khác nhau, có nhiệt độ kết tinh khác nhau. Nhiệt độ kết tinh của paraffin là
nhiệt độ mà tại đó các phân tử paraffin bắt đầu hình thành tinh thể. Tại nhiệt độ lớn hơn
nhiệt độ kết tinh thì dầu thô là một chất lỏng Newton, còn ở nhiệt độ thấp hơn nhiệt độ
kết tinh thì dầu thô là một chất lỏng phi Newton.
2.4. Cơ chế kết tinh paraffin
Khi nhiệt độ của dầu giảm xuống đến nhiệt độ kết tinh paraffin, các tinh thể paraffin
bắt đầu hình thành ở trạng thái đơn. Mặc dù vậy hiện tượng lắng đọng vẫn chưa xảy ra,


các tinh thể paraffin có khuynh hướng phân tán vào trong dầu nếu nhiệt độ thành đường
ống và nhiệt độ dầu là như nhau.
Vận chuyển dầu thô trong điều kiện nhiệt độ môi trường thấp, đường ống không
được bọc cách nhiệt, trên thành đường ống luôn lạnh hơn phía dưới bên trong, và hiện
tượng kết tinh, lắng đọng paraffin liên tục xảy ra nếu nhiệt độ thành ống tiếp tục nhỏ hơn

nhiệt độ dầu trong đường ống.
Như vậy, giảm nhiệt độ của dầu và giảm chênh lệnh nhiệt độ giữa thành ống và dầu
là hai yếu tố quan trọng nhất quyết định đến khả năng kết tinh và lắng đọng paraffin.
Ngoài ra một số yếu tố khác cũng ảnh hưởng đến quá trình này là độ nhám bề mặt thành
ống, kích thước và hàm lượng paraffin tạo thành, chế độ dòng chảy…
Khi nghiên cứu dòng chảy của dầu thô trong đường ống một cách chi tiết, người ta
đã đưa ra hai cơ chế quan trọng của sự hình thành lớp lắng đọng trên bề mặt thành ống.
Đó là cơ chế khuếch tán phân tử và cơ chế khuếch tán tinh thể và trược phân tán.
2.4.1. Cơ chế khuếch tán phân tử
Khi nhiệt độ thành đường ống giảm đến nhiệt độ kết tinh paraffin thì cơ chế khuếch
tán phân tử bắt xuất hiện. Nguyên nhân dẫn đến sự vận động của phân tử paraffin theo cơ
chế này là do paraffin kết tinh trên thành ống làm mật độ phân bố paraffin giữa các vùng
trên cùng một mặt cắt dòng chảy không đồng đều. Paraffin khuếch tán từ trong lõi dầu
nơi có mật độ cao ra vùng sát thành ống nới diễn ra quá trình kết tinh, có mật độ paraffin
nhỏ.
Tố độ khuếch tán của paraffin hoà tan ra thành ống được tính theo phương trình
Fick:
m   .D.

dC
�dC ��dT �
  .D. � �
.� �
dr
�dT ��dr �

(2.1)

Trong đó:
m: Khối lương paraffin khuếch tán và kết tinh trên thành ống trong một

2
đơn vị diện tích trong thời gian 1 giây ( kg / m .s )

 : Khối lượng riêng của paraffin rắn ( kg / m3 )
2
D: Hệ số khuếch tán của paraffin trong dầu ( m / s ), tỷ lệ nghịch với độ
nhớt động lực của dầu

dC/dT: Gradien tập trung paraffin hòa tan theo nhiệt độ (1/0C)
dT/dr: Gradien nhiệt độ theo khoảng cách (0C/m)
Trên nhiệt độ bão hòa paraffin, dầu chưa bão hòa paraffin và gradien tập trung
paraffin bằng không. Hệ số khuếch tán và garadien tập trung paraffin tăng ngay khi nhiệt
độ thành ống giảm tới nhiệt độ kết tinh paraffin. Tốc độ khuếch tán tăng với giá trị lớn


nhất khi những tinh thể paraffin đầu tiên xuất hiện trên đường ống, sau đó giảm dần khi
nhiệt độ giảm đến gần nhiệt độ môi trường xung quanh. Phương trình Kick cũng chỉ ra
rằng, nếu nhiệt độ thành ống cao hơn nhiệt độ dầu thì các chất lắng đọng tan ở lại vào
trong dầu.
2.4.2. Cơ chế khuếch tán tinh thể và trượt phân tán
Khi nhiệt độ dầu giảm xuống thấp hơn nhiệt độ kết tinh, các tinh thể paraffin bắt
đầu hình thành ngay trong dầu. Trong quá trình vận chuyển các tinh thể paraffin này có
xu hướng khuếch tns ra ngoài thành đường ống và dịch chuyển với tốc độ trung bình theo
hướng dòng chảy.
Tại thành ống các tinh thể này kết tinh với paraffin đã kết tinh và lắng đọng trước
đó, hoặc nó bị trượt trên thành ống do tác đụng vận tốc của dòng chảy. Hiện tượng này
được gọi như là mô hình của cơ chế khếch tán tinh thể và trượt phân tán. Từ khi xuất hiện
hiện tượng kết tinh paraffin trong lõi dầu, các trung tâm kết tinh phân bố đồng đều hơn và
do đó chất lắng đọng không chắc bằng trước đó, khi mới chỉ có hiện tượng khuếch tán
phân tử.

Yếu tố ảnh hưởng đến sự lắng đọng theo cơ chế này là vận tốc dòng chảy, mức độ
tổn hao nhiệt và hình dạng kích thước của các tinh thể, các hạt paraffin hình thành trong
dầu. Cơ chế này sẽ chiếm ưu thế nếu như hàm lượng paraffin trong lõi dầu cao, đó là khi
nhiệt độ của phần lớn dầu đã giảm xuống dưới nhiệt độ kết tinh paraffin.
3. Các phương pháp vận chuyển dầu nhiều paraffin
3.1. Vận chuyển dầu đã xử lý nhiệt kết hợp với hóa phẩm hạ nhiệt độ đông
3.2. Vận chuyển hỗn hợp nước- dầu
3.3. Vận chuyển dầu bão hòa khí
3.4. Vận chuyển dầu đã tách khí
3.5. Vận chuyển hỗn hợp dầu- khí
3.6. Vận chuyển dầu nóng
3.7. Vận chuyển dầu với dung môi
4. Tính toán nhiệt lượng trên đường ống vận chuyển dầu nhiều paraffin
4.1. Cơ sở lý thuyết
Khi vận chuyển trong đường ống, nhiệt độ của chất chuyền tải được truyền qua ống
ra môi trường nên nhiệt độ chất lưu sẽ giảm dần theo khoảng cách. Với dầu, khi nhiệt độ
giảm, độ nhớt sẽ tăng, dẫn đến tổn hao ma sát lớn và làm tăng công suất vận chuyển, nếu
dầu có nhiều nhựa và paraffin có thể xảy ra sự đông đặc gây tắc nghẽn và có thể dẫn tới
phá hủy đường ống. Khi vận chuyển khí, nhiệt độ giảm sẽ dẫn tới hiện tượng ngưng tụ
các thành phần lỏng hoặc hình thành các chất ở thể rắn.
Việc tính toán nhiệt là xác định sự thay đổi nhiệt độ dọc tuyến ống để xác định vị trí
có thể xảy ra hiện tượng nhiệt độ chất lỏng vượt giới hạn thiết kế hoặc chất khí bắt đầu
ngưng tụ. Tổn hao nhiệt của phân tố trong một đơn vị thời gian là:
dq  K (t  t0 ) De dx

(4.1)


Trong đó:
t: Nhiệt độ của chất lưu tại phân bố, 0C

t0: Nhiệt độ môi trường, 0C
 De dx : Bề mặt của phân tố bị làm lạnh, m2

K: Hệ số truyền nhiệt, W/m2. 0C
Mặt khác, khi chảy qua phân bố dx nhiệt độ sẽ giảm đi dt 0C, vậy tổn hao áp suất
nhiệt sẽ là:
dq  Gc p dt

(4.2)

G: Tốc độ khối, kg/s
Cp: Nhiệt dung riêng, J/Kg. 0C
Ở chế độ chảy bình thường, nhiệt độ mất đi chính là được truyền vào môi trường,
do đó:
K (t  t0 ) De dx  Gc p dt

(4.3)
a

 De K
Gc p

Gộp các giá trị không đổi thành hằng số chung là a,
và giả sử chiều dài
tuyến ống là L và nhiệt độ đầu tuyến ống t và cuối tuyến ống là t thì phương trình ở dạng
tích phân như sau:
dt
L
 a�
0 dx

t  t0
t t
 ln( 2 0 )  aL
t1  t0

t2
�
t1

t2  t0
 e  aL
t1  t0

(4.4)

Thay giá trị nhiệt t2 cuối tuyến ống bằng nhiệt độ t bất kỳ tại một vị trí trên tuyến
ống ta được phương trình, đây chính là phương trình Sukhop:
t  t0  (t1  t0 )e  ax

(4.5)

Hệ số truyền nhiệt toàn phần được xác định phụ thuộc vào hệ số truyền nhiệt từ
lưu thể vào thành ống, hệ số truyền nhiệt từ đường ống ra môi trường bên ngoài, độ dẫn
nhiệt của thành ống, lớp cách nhiệt… thông thường người ta tính K theo công thức:


n
D
1
1

1
1

�
ln j 1 
K .Din 1.Din i 1 2. j
D j  2 .Dout

(4.6)

Trong đó:
n: Số các lớp cách nhiệt
j

: Hệ số dẫn nhiệt của từng lớp (W/m0C)

Din: Đường kính trong của đường ống (m)
Dout: Đường kính ngoài của lớp vỏ cách nhiệt (m)
Dj, Dj+1: Đường kính tương ứng của từng lớp cách nhiệt (m)
1 : Hệ số truyền nhiệt từ chất lưu đến thành ống (W/m2 0C)
 2 : Hệ só truyền nhiệt từ thành ngoài đường ống ra môi trường (W/m 2
0
C)

Hệ số truyền nhiệt từ chất lưu đến thành ống được xác định theo công thức
Milkeev:
1  Nu.


D

(4.7)

Khi Re 2.103
0,25

Nu  0,17.Pr

0,43

.Re

0,33

�Pr �
.Gr . � �
�Prw �
0,1

0,25

�Pr �

1  0,17. 0 .Pr 0,43 .Re0,33 .Gr 0,1. � �
Din
�Prw �

(4.8)

Khi Re 104

0,25

Nu  0, 021.Pr

0,43

�Pr �
.Re . � �
�Prw �
0,8

0,25

�Pr �

1  0, 021. d .Pr 0.43 .Re0.8 . � �
Di
�Prw �

Trong đó:
0 : Hệ số dẫn nhiệt của dầu (W/m2 0C)

(4.9)


Pr: Số Prandtl
Gr: Số Grashof
Nhiệt dung riêng của dầu được xác định theo công thức Crego Smith, với t là nhiệt
độ của dầu (0C)
C0 

107,325
.(496,8  t )
0

(4.10)

Khi trong dầu có paraffin, thì ảnh hưởng của nó lên nhiệt dung riêng của dầu thô:
Cp 

31,51.(1677,5  3,39.t )
 200 C .(1  P )  P.C pa

(4.11)

Trong đó:
P: Hàm lượng paraffin (%)
 200 C

: Khối lượng riêng của dầu thô ở 200C (kg/m3)

CPa: Nhiệt dung riêng của paraffin (J0/Kg0C), CPa= 2720 (J0/kg0C)
Công thức tính số Prandtl và Grasgof lần lượt là:
Pr 

Gr 

v.C. 0 .C0

d

0

D .g . .(tlq  t w )
3
in

v2



(4.12)

D . .g . .(tlq  tw )
3
in

2

2

(4.13)

Trong đới chuyển tiếp 2.103 < Re < 104 hệ số 1 có thể được xác định gần đúng
bằng phương pháp nội suy.
Tính hệ số truyền nhiệt từ đường ống ra môi trường xung quanh bằng công
thức thực nghiệm, do các đường ống dầu đặt dưới đáy biển trong môi trường có dòng
chảy mạnh và thường xuyên thay đổi cả hướng và vận tốc. Khi đó:
2 
0,25

Nub .b
.
Dout

�Pr �
v .D .
Nub   .Pr .Re . � b �
Re  b out b
b
�Prbw � ,
Với
n

Trong đó:

z

(4.14)


vb : Vân tốc của dòng nước biển (m/s)

b : Độ nhớt động lực của nước biển (Pa.s)

b : Độ dẫn nhiệt của nước biển (W/m0C)
Prb : Số Prandtle của nước biển
Prbw : Số Prandtle của nước biển ở nhiệt độ thành ống

 : Hệ số ảnh hưởng của dòng chảy

Nếu Re 2.103 thì a= 0,26 ; n= 0,32 ; z=0.6
Nếu Re 104 thì a= 0,023 ; n= 0,04 ; z=0,8
4.2. Ví dụ minh họa
Bài toán: Tính toán tổn thất nhiệt cho đường ống bọc cách nhiệt từ A sang B với
dầu có hàm lượng paraffin khoảng 20%, đồng thời ta cũng có:
Đường kính trong: Din  426mm

Đường kính ngoài cùng của lớp cách nhiệt: Dout  528mm
3
Lưu lượng vận chuyển: Q  9775m / d
0
Nhiệt độ đầu vào: td  65 C
0
Nhiệt độ trung bình của nước biển: tmt  22 C

 834kg / m3
Khối lượng riêng của dầu ở 200 C: 20 C
0

Hệ số dẫn nhiệt của thép: t  50W / m C
Tóm tắt:
Vì đường ống đã bọc cách nhiệt nên sự mất nhiệt ra bên ngoài là không đáng kế. Do
đó, để xác định tổn thất nhiệt một các chính xác thì ta chọn nhiệt độ của dòng dầu trong
đường ống có nhiệt độ trung bình là 560 C
Bước 1: Tính các thông số của dầu ở 56 0 C, bao gồm khối lượng riêng và độ nhớt,
hệ số Reynold
Bước 2: Tính hệ số truyền nhiệt của dầu vào thành ống theo công thức 4.7
+ Tính nhiệt dung riêng của dầu theo công thức 4.10, và nhiệt dung riêng khi
có ảnh hưởng của paraffin theo công thức 4.11
+ Tính số Prandtle theo công thức 4.12, số Nuselt của dầu

Bước 3: Tính hệ số truyền nhiệt từ đường ống ra môi trường biển theo công thức
4.14
+ Tính hệ số dẫn nhiệt nước biển, Reynold
+ Tính số Prandtle, Nuselt của nước biển
0


Bước 4: Tính tổn thất nhiệt cho đường ống t  td  tc
+ Tính hệ số truyền nhiệt K, Tính số Shukhov (a) theo công thức 4.6
+ Tính nhiệt độ cuối đường ống theo công thức 4.5
Bước 5: Vẽ biểu đồ thể hiện khả năng vận chuyển của đường ống và nguy cơ lắng
động paraffin dựa vào phương trình công thức 4.5